【摘 要】
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随着世界石油工业发展,深海油气勘探开发越来越受到重视。我国南海领域蕴藏着丰富的油气资源,前景十分广阔。由于地质及海洋环境的特殊性,深水钻井面临着许多异于陆地及浅海区钻井的钻井难题,其中一个突出问题是钻井液安全密度窗口窄。基于深水地层矿物组构、理化性质、三压力剖面及地质特征分析,探讨了窄安全密度窗口的成因。地层粘土矿物水化作用强、微裂隙发育和低温-高温交替等因素导致坍塌压力高和破裂压力低。以赫-巴模
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随着世界石油工业发展,深海油气勘探开发越来越受到重视。我国南海领域蕴藏着丰富的油气资源,前景十分广阔。由于地质及海洋环境的特殊性,深水钻井面临着许多异于陆地及浅海区钻井的钻井难题,其中一个突出问题是钻井液安全密度窗口窄。基于深水地层矿物组构、理化性质、三压力剖面及地质特征分析,探讨了窄安全密度窗口的成因。地层粘土矿物水化作用强、微裂隙发育和低温-高温交替等因素导致坍塌压力高和破裂压力低。以赫-巴模式为理论模型,建立了温度压力条件下深水当量循环密度计算模型。与现场数据对比的误差率为1.33%,表明该模型具有较好的拟合效果。分析了工程因素、钻井液性能和钻井液各组分含量对ECD的影响规律,给出了目标区块井深为2266-2730 m处控制ECD大小的理论方法:在合理钻井液密度基础上,控制泵排量在3000-3400 L·min-1,选择17-1/2"PDC钻头控制钻屑直径大小约0.2 cm,严格控制机械钻速大小等方法,实现减小环空压耗来控制ECD。进一步探讨了宾汉和赫-巴两种模式下钻井液流变参数对ECD的影响规律。针对该区块井深2266-2730 m、孔隙压力系数1.25处地层窄压力窗口作业漏失风险大、低温钻井液流变特性要求高等特点,给出了相对合理的钻井液流变参数控制范围指标:控制宾汉模式下塑性粘度PV在20-27m Pa·s,动切力YP在9-12 Pa;控制赫-巴模式下流性指数n在0.4-0.7,稠度系数K约在11 Pa·Sn,屈服值τ在8-15 Pa。优化了深水地层坍塌压力和破裂压力计算模型,得到深水安全密度窗口计算方法。研究发现岩心在钻井液中浸泡24 h后,内摩擦角减小51.1%,粘聚力减小62.2%,抗压强度减少11.3%,坍塌压力当量密度增大0.012 g·cm-3,说明钻井液水化作用对安全密度窗口影响作用较大。结合现场钻井液低温流变性难控制、水化抑制和封堵效果不理想等问题,依据“多元协同”和承压封堵层理论,给出扩展钻井液安全密度窗口降低地层坍塌压钻井液对策。以优选的水化抑制剂和封堵剂为关键处理剂,构建出一套适合深水窄安全密度窗口的水基钻井液体系,该钻井液体系流变性、滤失性良好,抑制性强（膨胀率为2.85%、回收率94.87%）,抗6%Na Cl、1%Ca Cl2和8%劣土污染,抗温110℃。与现场钻井液相比,安全密度窗口理论值增加0.011 g·cm-3。针对深水窄压力窗口问题,得到拓宽压力窗口现场钻井优化工艺。
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